Геологическая модель

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1.Задачи и методы геол моделирования на различных этапах изученности геол объектов.

В настоящее время геологическая наука в нефтегазовой отрасли помимо традиционных геологических методов анализа широко использует геофизические методы. Современная схема геологической интерпретации результатов геофизических исследований включает ряд уровней, которые соответствуют рациональной стадийности изучения: 1) региональный или бассейновый; 2) зональный; 3) локальный. Внутри каждого из уровней последовательно выполняются процедуры сбора, обработки и интерпретации данных и построения геологических моделей. Каждый уровень интерпретации опирается на свой набор или комплекс исследований, масштабность и точность оценки нефтегазоносности недр. На региональном уровне производится общая оценка перспектив региона: устанавливается присутствие нефтематеринских пород, коллекторов, покрышек, благоприятных структурных элементов 1 и 2 порядков, даётся оценка прогнозных ресурсов УВ и возможные масштабы открытий. На этом уровне с использованием ПК проводится бассейновое моделирование. На его основе производится подсчёт прогнозных ресурсов категорий Д. Геологическая интерпретация базируется на результатах: • мелкомасштабного геологического картирования; • бурения опорных и параметрических скважин; • региональных геофизических исследований: мелкомасштабных гравиметрических и магнитометрических съёмок, сейсмических наблюдений по опорным профилям и геотраверсам. Зональный уровень преследует следующие цели: • выявление и изучение зон нефтегазонакопления; • обнаружение благоприятных структурных и неструктурных ловушек; • оценка величин локализованной части ресурсов. Геологическая интерпретация базируется на средне- и крупномасштабных съёмках: геологических, гравиметрических, рекогносцировочных и детальных сейсмических работах 2D, бурении параметрических, ряда глубоких и структурно-картировочных скважин по отдельным профилям. Интерпретируются данные космических и высотных снимков. По результатам комплексной геологической интерпретации составляется зональный проект и дается оценка локализованных ресурсов. Локальный уровень геологической интерпретации разбивается на три подуровня: 1) поисковый; 2) разведочный; 3) эксплуатационный. Соответственно итогом этих работ должны быть подсчёты перспективных и промышленных запасов УВ различных категорий, определённых Инструкцией по подсчету запасов (2001 г.). В настоящее время ведётся работа по усовершен-ствованию этой инструкции и существует Проект новой классификации запасов. На данном уровне для объекта исследования - месторождения разрабатывается ГЕОЛОГИ-ЧЕСКАЯ МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(ГММ), которая является основой для подсчёта категорийных запасов. В процессе детализации геологического изучения объектаместорождения повышается категорийность запасов по цепочке С3 - С2 - С1 - В - А. Геологическая интерпретация основывается на результатах глубокого поискового, разведочного и эксплуатационного бурения, материалах сейсморазведки 2D, 3D и 4D, высокоточной гравиразведки и электрораз-ведки. Различные литологические типы отложений, идентифицируемых при построении ГММ, требуют от специалистов индивидуального подхода к анализу строения и формирования. Например, формирование пород-коллекторов в карбонатных комплексах связано, чаще всего, с пластовым или рифогенным типом резервуаров. Строение рифогенных массивов в значительной степени обусловлено: • палеобатиметрической обстановкой осадконакопления -наличием зоны палеомелководья или зоны изменения глубин от мелководного шельфа к относительно глубоководному; • воздействием доминирующих течений и ветров; • разрушающим влиянием цунами. Наилучшие коллекторы в рифогенных массивах сосредоточены в пределах холмов и продуктов их разрушения, сно-симых на склон под воздействием омывающих течений. Низкие коллекторские свойства имеют известняки лагунных и депрессионных фаций. Формирование коллекторов терригенных толщ (песчаников и алевролитов) также происходит с учётом палеорельефа и палеобатиметрии бассейна, а влияние течений имеет свою специфику, описанную во многих работах. К сожалению, не всегда наблюдается увязка (согласование) результатов различных методов, часто не соблюдается стадийность работ, из-за чего страдает качество геологиче-ской интерпретации на более высоком уровне. Так, например, незавершенность исследований и, соответственно, геологической интерпретации на региональном уровне (бассейнового моделирования) во многих регионах (Западная и Восточная Сибирь, Тимано-Печорская и При-каспийская впадины) приводит к ошибочным построениям, выводам и, как следствие, - к бурению большого числа «пустых» скважин.

2. Понятие геол-математическая модель, исходная информация и

создание базы данных.

Математическое моделирование ставит своей целью описание поведения пространственной переменной по имеющимся результатам наблюдений, а также прогнозирование ее значений. Математические модели не позволяют дать исчерпывающую характеристику, а отражают лишь наиболее существенные черты. Для каждого геологического объекта можно построить много математических моделей, различающихся характером предположений о поведении величин в пространстве.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Исходная информация, ее полнота и достоверность во многом определяют точность и корректность моделей. Не рассматривая различные типы информации в зависимости от методов и методик, выделим три подхода к сбору, хранению и представлению информации:

Архивы первичной информации. Сюда входят данные, поступающие непосредственно после выполнения тех или иных исследований. Главная задача архивов – обеспечение сохранности, доступности и полноты информации. Люди, формирующие архивы, не несут ответственности за качество данных, корректность их получения, подтверждаемость их дальнейшими исследованиями и т.п. Роль архивов трудно переоценить, так как это основа для создания любых моделей или баз данных.

Базы данных. В базах данных хранятся результаты интерпретации первичной информации. В отличие от архивов к базам данных предъявляются требования проверки однозначности, определенности и достоверности информации. Для выполнения этих задач в базах данных существует и разрабатывается программное обеспечение, гарантирующее их решение. Именно объединение (комплексирование) неоднородных по объему и степени достоверности исходных данных является важнейшей задачей геологического моделирования. Проблема в том, что не существует единственно верного алгоритма, как решить эту задачу.

Перечень исходных данных выглядит следующим образом:

-координаты и инклинометрия скважин;

-результаты интерпретации сейсморазведки;

-данные ГИС и результаты их интерпретации (непрерывные параметры, например, СП, пористость, нефтегазонасыщенность; дискретные параметры, например, индексы литологии, насыщения);

-описание керна и шлифов;

-результаты петрофизических исследований керна;

-физико-химические свойства УВ;

-результаты опробования скважин;

-картографическая информация (топографическая основа, координаты лицензионных участков, водоохранных зон);

-отчеты о ранее проведенных работах.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

3. Использование сейсмических данных для моделирования

природных резервуаров (толстослоистая модель)+ акустический импиданс (вопрос 4)

Сейсмическая трасса, которая в идеале должна быть получена в результате обработки полевых данных, состоит только из волн, образовавшихся в результате отражений от последовательности геологических границ. Представим простейшую модель, состоящую из одного горизонтального пласта, толщина которого больше длины вертикально падающей импульсной сейсмической волны. В этом случае возникнут раздельные отраженные волны от кровли и от подошвы пласта. Времена их возвращения на дневную поверхность характеризуют глубины границ, что является основой применения сейсморазведки для решения структурных задач. Переход от времен отражений к глубинам границ, необходимый при выполнении структурных построений, требует привлечения информации о скорости распространения колебаний над отражающей границей. Способы решения этой задачи будут рассмотрены ниже, в разделе, посвященном интерпретации. Кроме структурной, отраженные волны несут, хотя и в неявном виде, петрофизическую информацию, которая также может быть использована. Амплитуды отражений (в рассматриваемом приере) определяются величинами коэффициентов отражения от соответствующих границ: где i и i+1 - индексы сред, залегающих выше и ниже границы; G - акустические импедансы (акустические сопротивления), равные произведению плотности породы (р) на скорость (о) распространения волны в ней: Gi = pivi. Как следует из формулы, знак (полярность) амплитуды отраженной волны несет информацию о знаке изменения (увеличении или уменьшении) импедансов на границе, а величина амплитуды отражения информативна в отношении количественного значения этого изменения. Значения скоростей и плотностей горных пород зависят от пяти основных групп геологических параметров: литологии, пористости, флюидонасыщения, термодинамических усло-вий залегания, возраста. Для конкретного пласта в пределах месторождения два фактора - возраст и термодинамические условия не меняются, так что в качестве параметров, влияющих на величину импеданса, остаются литология, пористость и флюидонасыщение. При неизменной литологии основное влияние на изменение величины импеданса породы оказывают вариации общей пористости и флюидосодержания. Чем больше общая пористость, тем ниже и плотность, и скорость. Изменение их произведения (импеданса) оказывается еще значительнее. Нефте-, а особенно газонасыщение пород ведет к уменьшению плотности, скорости и, соответственно, импеданса по сравнению с водонасыщенными аналогами той же породы. Чем выше пористость, тем сильнее изменения импеданса при

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

изменении состава флюида в порах. При изменчивой литологии пласта закономерности становятся более сложными. Глинизация песчаных коллекторов проявляется в уменьшении, а карбонатизация - в увеличении импедансов. Влияние флуктуаций пористости и флюидонасыщения на импе-дансы количественно останется примерно таким же, что и в лито-логически однородной породе, но оно может частично или полностью маскироваться изменением импедансов вследствие вариации литологии. Однозначное геологическое истолкование выявленных сейсморазведкой изменений импедансов породы или связанных с ними изменений интенсивности отражений даже теоретически возможно только при условии, что любые два из указанных трех факторов контролируются данными бурения.

Если, например, неизменны литология и флюидонасыщенность, то изменения значений импедансов (или амплитуд отражений) могут быть использованы для прогноза изменений общей пористости. Таким образом, для оценки петрофизических причин изменений амплитуд отражений и, соответственно, импедансов пород принципиально необходим анализ материалов сейсморазведки в совокупности с данными бурения. Использование материалов, относящихся к точкам расположения скважин, для оценки по сейсмическим данным петрофизических свойств в межскважинном пространстве по необходимости придает результатам совместного анализа вероятностный характер. Другими причинами такого характера результатов являются существенные отличия реальности от рассмотренного выше примера. В действительности сейсмические записи состоят не только из отраженных волн, но и из разнообразных помех, влияние которых на амплитуды и форму отраженных колебаний может быть аналогично влиянию изменений импедансов. Это ведет к дополнительной неопределенности в истолковании результатов, тем большей, чем выше энергия помех по отношению к энергии интерпретируемого отражения. Кроме того, толщины изучаемых геологических пластов обычно не больше, как это было принято при рассмотрении модели, а меньше длины сейсмической волны. Последнее обстоятельство очень важно, но, к сожалению, не всегда учитывается даже интер-претаторами-сейсморазведчиками. Из-за малых толщин сейсмическая трасса представляет собой не последовательность разделенных во времени отраженных волн, а результат наложения таких волн друг на друга. Вследствие этого нельзя однозначно отождествить интенсивность и форму отраженных колебаний с изменениями импедансов пород, как это было в примере. Геологическим границам, залегающим в интервале глубин, меньшем длины волнового импульса, соответствует единая отраженная волна, свойства которой зависят от параметров всех пластов, участвующих в

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ее формировании. Влияние вмещающих коллектор пород и границ внутри коллектора на формирование отражения приводит к тому, что связь свойств целевого пласта и свойств отраженной волны является не однозначной, а вероятностной. Связь тем теснее, чем выше энергетический вклад отражений от границ пласта в суммарное колебание. По указанным причинам интерпретация сейсмических материалов всегда носит прогнозный характер. Использование сейсморазведки целесообразно, если погрешности интегрированной оценки глубин границ и петрофизических параметров коллекторов оказываются меньше погрешностей простой интерполяции тех же параметров между скважинами. Поэтому важным элементом совместной интерпретации должна являться сравнительная оценка надежности построений с учетом и без учета сейсморазведочных данных, дифференцированная по площади в соответствии с количеством и качеством данных бурения и сейсморазведки.

Сейсморазведка-метод, где за счет искусст волны возникает импульс, попадает в приемник, данные обрабатываются. Возбуждение-Прием- Обработка сигнала-Интерпретация.

На практике использование данных сейсморазведки обычно сводится к ее трансформации, параметризации (расчет сейсмических атрибутов по амплитудному кубу или его трансформациям), сопоставлению полученных данных с петрофизическими параметрами пласта в точках скважин, выбору осредненной регрессионной зависимости между ними и пересчету на этой основе сейсмических параметров в параметры петрофизические.

5. увязка данных ГИС, ВПС и сейсморазведка ОГТ при составлении моделей геол среды.

Процесс увязки каротажных и наземных сейсмических материалов можно разделить на два. Первый - это сопоставление шкалы глубин и шкалы времен, второй - это переход от реальной тонкослоистой геологической модели к пластовой сейсмической модели. Тонкие слои, выделяемые по комплексу кривых ГИС, преобразуются в некоторую последовательность положительных и отрицательных экстремумов поля отраженных волн ВСП. Длина сейсмической волны, как правило, значительно больше, чем мощность одного тонкого слоя. Поэтому каждый экстремум сейсмической волны представляет собой интерференцию или сумму нескольких отражений от тонких слоев. Такое «волновое» усред-нение или объединение тонких пластов в сейсмическом поле за-висит от частотного состава и формы волны, возбуждаемой в источнике и распространяющейся в реальной геологической среде. Часто сейсмическую трассу рассматривают в рамках сверточной модели. То есть сейсмическая трасса определяется как свертка сигнала источника S(t) и импульсной

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

характеристики среды h(t): U(t) = h(t)*S(t). (5.9) Импульсная характеристика среды может быть измерена с помощью методов ГИС. Если не учитывать кратных отражений внутри пластов, то импульсная характеристика определяется последовательностью коэффициентов отражения от границ раздела двух сред: (5.10) где v - скорость, измеряемая по акустическому каротажу (АК); р - плотность, полученная по плотностному каротажу (ГГК). Обычно производится разбивка геологической модели на пласты и усреднение значений скорости и плотности в рамках заданных пластов. Такой подход предполагает использование информации о скоростях распространения как критерия разбиения модели на пласты. С другой стороны, сейсмическая трасса представляет собой некоторое интерференционное поле, определяемое в основном значениями коэффициентов отражения на границах пластов и формой сейсмического сигнала. Если оценивать сейсмическую модель по сейсмической трассе, то определяющими признаками при построении модели среды надо считать последовательность коэффициентов отражения и форму сейсмического сигнала.

6. Построение палеотектонических и седиментационных моделей геол среды.

Графоаналитические методы («количественные») основаны на применении методов математической статистики для обработки массивов значений толщин. Таким образом, в данном случае строятся математические модели палеотектонических процессов. Безуловным преимуществом графоаналитических методов является возможность вычленить наиболее значимые компоненты палеотектонического режима. Недостатками метода, как и любого метода статистики, является меньшая геологическая наглядность получаемых результатов, в значительной мере характерная для графических методов палеотектонического анализа. Следовательно, методически более правильно совместное применение обоих методов. Ниже рассмотрены два графоаналитические метода анализа толщин. Один из этих методов назван автором «корреляционный метод изучения истории формирования структур», другой метод не получил какоголибо определенного названия, поэтому условно назовем его «статистическим методом анализа толщин». Статистический анализ толщин проводится с помощью графиков зависимости абсолютных глубин базисной поверхности (ось X, нижняя стратиграфическая поверхность) от толщины изучаемого стратиграфического интервала (ось Y). В соответствии с изложенным палеотектоническая математическая модель исследуемого стратиграфического интервала описывается уравнением h = a + ЬНб г, где h - толщина стратиграфического интервала разреза; Нб г абсолютная отметка глубины залегания базисного горизонта. 186

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Коэффициенты a, b в уравнении, а также коэффициент корреляции r - среднеквадратическая величина разброса точек графика рассчитываются методом наименьших квадратов. Наличие линейной зависимости при r близком к 1 свидетельствует о том, что толщина осадочных пород в пределах изучаемого стратиграфического интервала прямо пропорциональна амплитуде погружения дна осадочного бассейна, следовательно, для палеотектонического анализа применим статистический метод анализа толщин. Сильные искажения линейности могут быть связаны со следующими причинами: 1) отсутствие компенсации в осадконакоплении; 2) смена центров приложения тектонических сил при формировании рассматриваемой толщи; 3) ошибки в корреляции, инклинометрии, альтитудах скважин. Во втором случае следует проанализировать возможное группирование точек на графике и соответствующей карте толщин изу-чаемой пачки пород. В третьем случае точки на графике, как правило выходят за пределы тренда общей зависимости и соответствующие исходные данные следует проверить и откорректировать. Среднеквадратическая величина разброса точек, рассчитанная после корректировки «ураганных отскоков точек», может быть принята в качестве одной из составляющих при вычислении погрешности построения структурных карт. Геологический смысл коэффициента b. Коэффициент b урав-нения характеризует различия наклонов базисного горизонта и го-ризонта, лежащего в кровле изучаемой толщи. Значение коэффициента b = 0 означает, что разрез накапливался при равно-мерном тектоническом погружении дна осадочного бассейна и гра-ницы (базисной и кровли изучаемой толщи) были параллельны после завершения осадконакопления изучаемой стратиграфической пачки пород. Очевидно, что наложение постседиментационных тектониче-ских процессов не изменит форму графика и значения коэффици-ента b = 0 для данного интервала разреза. На графике зависимости толщины стратиграфического интервала от абсолютных отметок базового горизонта точки будут аппроксимироваться прямой ли-нией, параллельной оси X. Значения коэффициента 0 < b < 1 означают, что в период гео-логического времени между изучаемыми поверхностями происхо-дили тектонические конседиментационные процессы, следствием которых является несоответствие структурных планов изучаемых поверхностей. Тектонический конседиментационный процесс имел затухающий характер.

Значения коэффициента Ь < 0 означают, что в период геологи-ческого времени между изучаемыми поверхностями происходили тектонические конседиментационные процессы, носившие инверсионный характер. При Ь = 1 структура в современном структурном плане по кро-вле пласта является выположенной (кровля пласта

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

горизонтальна). Средние интенсивности роста структур в геологическом вре-мени. Если для анализируемой структуры по оси ординат отло-жим значения коэффициента Ь, а по оси абсцисс - толщины соответствующих стратиграфических толщ (толщины исследуемых толщ наращиваются от базового горизонта вверх по разрезу), то, соединив точки, получим график, характеризующий среднюю ин-тенсивность развития структуры. Оценка глубины залегания не вскрытых бурением стратигра-фических границ. Для оценки глубины залегания не вскрытых бурением стратиграфических границ необходимо определить коэф-фициенты а и Ь в уравнении по скважинам, вскрывшим нижний горизонт. Фактически задача сводится к решению уравнения от-носительно неизвестной глубины залегания базового горизонта Н6 г при известной глубине залегания верхней границы изучаемого стратиграфического интервала Нкр. Решение производится по уравнению Нб г = (а + Якр)/(1 - Ь), где Нкр - абсолютная отметка кровли стратиграфического интервала.

7. Роль геол-структурного и емкостного моделирования при изучении геол объекта

Этап построения емкостной модели включает построение карт распределения £п , Нэф и удельной ёмкости продуктивного резервуара Еуд = Нэф х £п ср. Для крупных резервуаров массивного типа построения желательно проводить по пластам или слоям, придерживаясь геологических (стратиграфических) границ. С этой же целью предлагается также проводить построение профилей через равные расстояния. На них в каждом выделенном интервале по данным расположенных на них скважин или интерполяции близ-лежащих отрабатывается двухмерная модель ёмкостного про-странства. Трёхмерная реконструкция ёмкостного пространства предпола-гает расчленение резервуара на ячейки. При массивном типе ре-зервуара их обсчёт проводится отдельно для каждого выбранного слоя. Величину слоя в крупном стратокомплексе следует опреде-лять, исходя из текущих задач эксплуатации залежи. Так, напри-мер, в конце 80-х годов прошлого века для массивных залежей Тенгиза и Карачаганака была взята мощность 50 м, а для цен-трального поднятия Оренбургского месторождения - сначала 30 м, а затем, по просьбе разработчиков, высота ячейки была уменьшена вдвое. Современные вычислительные комплексы по-зволяют делать трёхмерные построения с большой детальностью. Однако рекомендуется сохранить методический подход к геологи-ческой интерполяции исходных данных - карты распределения &п ср, Нэф и удельной ёмкости продуктивного резервуара строятся как в целом для залежи, так и для отдельных слоёв и пластов, и должны быть увязаны с профилями и результатами геолого-струк-турного моделирования и уточнять их.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

8. исходные данные для построения геол-математических моделей геол объектов.

Современные требования к ГММ определяют и форматы ис-ходных данных. Они должны быть в цифровом формате (ASCII, CGM, DWG или другие подобные), удобном как для копирования, так и для редактирования. Разрезы скважин (стратиграфические разбивки, литология, ка-ротажные данные в Las-формате, анализы керна и результаты ис-пытаний), геологические карты, результаты гравиметрических и магнитометрических наблюдений и съёмок, материалы сейсмораз-ведки и дистанционных наблюдений - основные исходные данные для построения ГММ на всех этапах. В настоящее время создаются региональные электронные базы данных, что значительно упростит сбор исходных материалов для проекта.

9. Использование сейсмических атрибутов для прогнозирования коллекторских свойств пород

Основой количественного прогноза являются связи величин акустического импеданса пород с литологией, пористостью и флюидонасыщением.

Задача количественного прогноза коллекторских свойств решается путем поиска и применения наиболее тесных эмпирических связей между сейсмическими и коллекторскими параметрами.

Сейсмические параметры обычно называют атрибутами. Атрибут - это определяемое по волновому полю значение, характеризующее какоелибо свойство колебаний. Величины атрибутов зависят от способа их оценки, технических особенностей обработки сейсмических данных и величины временного интервала, в пределах которого вычисляется значение атрибута.Исходя из физических соображений в каче-стве атрибутов чаще всего используют параметры - амплитуду или энергию.

Находят применение и атрибуты, характеризующие форму и частотный состав отраженных волн. Наряду с этим, получает все большее распространение использование в качестве атрибутов величин сейсмических импедансов.

Для геологической интерпретации из разнообразия возможных атрибутов и временных окон их определения выбирают наиболее информативные для целевого пласта, т.е. те, для которых получа-ется достаточно тесная для целей прогноза корреляционная связь со значениями ФЕС по скважинам.

Наиболее четкими чаще всего являются связи сейсмических амплитуд или импедансов с общей пористостью и эффективной толщиной. Возможность и точность прогноза ФЕС определяются